Смотреть презентацию об ингибиторах солеотложений

Проблемы солеобразования при добыче
и транспорте нефти.
Специализированная разработка
реагентов для предотвращения
образования гипсо-баритовых
отложений на скважинах
месторождений республики Казахстан
Причины образования баритовых отложений
Изменение термобарических условий (колебание температуры пластовой
до устья скважины, снижение давления с 16 МПа до атмосферного).
•
•
Обводненность продукции скважин, достигающая до 60%;
•
Содержание АСПО промотирующее рост кристаллов барита;
•
Локальное засоление коллектора;
Приток чуждых вод из-за некачественного цементирования или
негерметичности обсадной колонны;
•
Высокая минерализация скважинной продукции, благоприятно влияющая
концентрированию ионов кальция и бария в воде.
•
Рис. 1. Фрагменты внешнего вида неорганических осадков барита
Основные способы контроля солеотложения:
- Изменение кислотности, путем введения углекислого газа или
кислоты;
- периодическая очистка оборудования физическими или
химическими методами;
- использование ингибиторов солеотложений:
а) метод непрерывной подачи раствора ингибитора в
затрубное пространство
б) метод периодической продавки ингибитора в ПЗП.
Контролируемые характеристики ингибитора:
• Эффективность ингибирования солеотложений (РД 39-1-641-81, СТ 1703-02, РД 39-0148070-026ВНИИ-86);
• коррозионная агрессивность (ГОСТ 9.905-82, ГОСТ 9.906-87);
• вязкость (ГОСТ 33-2000);
• плотность (ГОСТ 18995.1-73 разд. 1);
• температура застывания (ГОСТ 20287-91 метод Б);
• токсичность и биоразлагаемость (ФР.1.39.2007.03223, РД 52.24.4202005);
• термостабильность (Согласно методике ТНК-ВР);
• совместимость с пластовыми водами, растворами глушения и прочими
технологическими жидкостями (Согласно методике ТНК-ВР, РД 15339.0-649-09).
Ингибитор солеотложений
Температура застывания, 0C
JIAHUA
-15
ОПТИМА-017 К
-30
Scortron
-32
СНПХ 5313-С
-40
СНПХ 5312-Т
-45
ПРАЛЬТ 31-А
-50
Акватек 525
-55
Ингибитор солеотложений
Скорость коррозии, мм/год
АЗОЛ 3010В
0,015
ФОКС 03Н
0,015
ИВИСОЛ 2511 3
1,800
Dodiscale V2870K
0,420
Gyptron R4601
1,540
Descum-2H-3111A
3,310
СолМастер 7010 марка А
0,080
Ингибитор солеотложений
Водородный показатель,
(рН)
СНПХ 5312-С
1,0 – 1,8
ПРАЛЬТ 31-В
2,5 – 5,0
Scortron
3,0 – 4,0
JIAHUA
6,0 – 8,0
TAMOL 960
8,0 – 9,0
СНПХ 5317
9,0 – 10,0
Таблица
1.
Температуры
застывания
промышленных ингибиторов солеотложений.
ряда
Таблица
2.
Коррозионная
активность
товарной формы ингибиторов солеотложений.
[Канзафаров Ф.Я. «Инженерная практика»
спецвыпуск №1, 2011 год, с.28-36]
Таблица 3. Водородные показатели, (рН)
товарной
формы
ингибиторов
солеотложений
Рис. 2. Микрофотографии
солеотложений барита при
различном значении рН в
присутствии различных ингибиторов.
1
2
3
4
5
–
–
–
–
–
Контрольный образец;
НДФ;
ОЭДФ;
НТФ;
ЭДТА.
Рис. 3. Микрофотографии
солеотложений барита
при в присутствии
сопутствующих ионов
1 – НТФ;
2 – ОЭДФ;
3 – ЭДТА.
Рис. 4. Месторождения республики Казахстан
Таблица 4. Лабораторные испытания эффективности ингибитора солеотложений «Эфрил»
Обозначение
(маркировка)
ингибитора
Концентрация
ингибитора, m
инг /1 тонну, г
Ингибитор
«Эфрил»
0
5
10
20
30
60
100
Состав
среды
(модельно
й), мг/дм3
Ca 5298
Ba 56,5
Mg 186
Na 11885
SO4 9056
Cl 18478
Значения замеряемых величин
Суммарное
Суммарное
количество
содержание
ионов Сa и
Объем трилонаионов Сa и Ba
Ba
Б, пошедший на
после
удержанного
титрование, мл
термостатирова химическим
ния, мг/дм3
реагентом,
мг/дм3
4,70
1883,76
0,00
4,70
1883,76
0,00
5,30
2124,24
240,48
6,40
2565,12
681,36
7,20
2885,76
1002,00
8,90
3567,12
1683,36
10,70
4288,56
2404,80
Эисо
100
80
60
40
20
m инг/1 тонну, г
0
0
20
40
60
80
100
Расчетное
значение
эффективности
ингибитора
солеотложений,
%
0,00
0,00
9,92
28,10
41,32
69,42
99,17
Выводы и рекомендации:
1. С целью предотвращения кальциево-бариевых отложений на
нефтепромысловом оборудовании в лабораторных условиях независимыми
организациями был оценен ряд ингибиторов.
По совокупности
характеристик, наиболее оптимальным был признан ингибитор нашей
разработки, эффективность которого против образования солеотложений
при дозировке 100 г/т составила 99%, что соответствует требованиям РД
39-1-641-81. Данная расходная норма ингибитора обусловлены высокой
минерализацией промысловых сред.
2. На основании результатов лабораторных испытаний был разработан
технологический регламент по защите нефтепромыслового оборудования
ингибиторами солеотложений.
3. По специально разработанному проекту сейчас обрабатываются
восемь скважин ряда месторождений республики Казахстан. За всё время
применения ингибиторов солеотложений (на текущий момент это время
составляет до 150 дней) нет ни одной остановки скважины по причине
солеобразований.
СПАСИБО ЗА
ВНИМАНИЕ
НПП "ЭФРИЛ"
Тел.:(3412)45-45-46;
Факс:(3412)78-10-35;
E-mail:[email protected]
www.efril.ru